继电保护和安全自动装置工程设计要点

继电保护和安全自动装置工程

设计要点宣贯一、变电站建设模式二、设计依据性标准规范三、设计技术要点分析四、工作建议目

录2自2009年起，变电站先后经历了智能变电站、新一代智能变电站、模块化变电站、智慧型变电站、新一代高可靠二次系统变电站等不同阶段。对保护设计而言，目前主要有3种设计方式：

66-220kV电压等级变电站采用合并单元SV点对点采样，智能终端GOOSE点对点跳闸

；330-

750kV变电站未配置合并单元，采用电缆采样，智能终端GOOSE点对点跳闸。

35kV、1000kV采用电缆采样、电缆跳闸方式。

新一代高可靠二次系统全电压等级均配置采集执行单元，实现合并单元SV点对点采样，智能终端GOOSE点对点跳闸实现信息采样和跳闸。一、

变电站建设模式3一、变电站建设模式二、设计依据性标准规范三、设计技术要点分析四、工作建议目

录45继电保护及安全自动装置是保障电力系统安全运行的“三道防线”，其设计质量直接关系到电力系统的稳定运行。继电保护设计时应遵循最新的标准规范，并执行公司（部门）相关文件要求。序号标准号标准名称1GB/T

14285-2023继电保护和安全自动装置技术规程2GB/T

22390.4-2008高压直流输电系统控制与保护设备

第4部分：

直流系统保护设备3GB/T

25843-2017±800kV特高压直流输电控制与保护设备技术要求4GB/T

34122-2017220kV-750kV

电网继电保护和安全自动装置配置技术规范5GB/T

35745-2017柔性直流输电控制与保护设备技术要求6GB38755-2019电力系统安全稳定导则7GB/T38969-2020电力系统技术导则8GB/T50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范9GB

50171-2012电气装置安装工程

盘、柜及二次回路接线施工及验收规范11GB/T

50703-2011电力系统安全自动装置设计规范14GB/T

50976-2014继电保护及二次回路安装及验收规范15GB／T

32900-2016光伏发电站继电保护技术规范二、

设计依据性标准规范序号标准号标准名称16DL/T

5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程17DL/T

5506-2015电力系统继电保护设计技术规范18DL/T

5510-2016智能变电站设计技术规定19DL/T

866-2015电流互感器和电压互感器选择及计算规程20DL/T1631-2016并网风电场继电保护配置及整定技术规范21Q/GDW670-2010母线保护装置通用技术条件22Q/GDW1161-2014线路保护及辅助装置标准化设计规范23Q/GDW1175-2013变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范24Q/GDW10767-201510kV～110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范25Q/GDW

10976-2017电力系统动态记录装置技术规范26Q/GDW11355-2020高压直流系统保护装置技术规范27Q/GDW11356-2022电网安全自动装置标准化设计规范28Q/GDW11397-20151000kV继电保护配置及整定导则29Q/GDW11486-2022继电保护和安全自动装置验收规范30Q/GDW

10766-202410～110(66)kV线路保护及辅助装置标准化设计规范二、

设计依据性标准规范序号文件号文件名称1国家电网设备〔2018〕979号国家电网有限公司关于印发十八项电网重大反事故措施（修订版）

的通知2国家电网设备〔2021〕227号国家电网公司关于印发防止直流换流站事故措施及释义（修订版）

的通知3调继〔2022〕86号国调中心关于印发十八项电网重大反事故措施继电保护实施要点的通知4国家电网调〔2022〕496号国家电网有限公司防止安全稳定控制系统事故措施5国能发安全〔2023〕22号防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）6国家电网科〔2023〕78号国家电网有限公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知7国家电网科〔2023〕273号国家电网有限公司关于印发电网运行有关技术标准差异协调统一条款的通知8调继〔2024〕29号推进继电保护智能运检技术应用工作方案9调技〔2024〕47号国调中心关于印发《国家电网有限公司交流线路保护、直流控制保护和安全自动装置通信通道配置及运行保障指导意见》10国调传文〔2025〕46号国调中心关于开展常规站部分断路器保护配置双重化改造工作的通知11国调传文〔2025〕51号国调中心关于印发继电保护装置硬压板辅助监测技术讨论会会议纪要的通知12/国调中心、国网设备部关于印发变压器后备保护技术讨论会议纪要的通知13/国网特高压部关于印发南昌～长沙特高压交流工程高抗CT配置方案讨论会会议纪要的通知14/国家电网公司输变电工程通用设计（变电站部分）2024版二、

设计依据性标准规范7一、变电站建设模式二、设计依据性标准规范三、设计技术要点分析（一）常规设计要点（二）差异化设计协调要点四、工作建议目

录8①保护配置设计要点②CT二次回路设计要点③保护回路设计要点④电源回路设计要点⑤新能源场站设计要点⑥安全自动装置设计要点⑦其他设计要点常规设计要点911

保护配置设计要点3）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2023）条文5.4.6.1

，含有串补线路的220kV~1000kV线路及其相邻线路，采取必要的措施防止保护不正确动作。工程设计中一般配置与串补相适应的线路保护版本装置。

需要注意的是，实际工程中，由于新、改扩建工程，多家省公司均出现了原串补线路发生变化时，导致线路两侧保护版本不一致问题，设计时需要核实本线路和相邻线路串补接入情况。4）根据张北~雄安特高压工程的技术研讨结论，以及系统范围内运行实践，

为解决可控高抗分级调节引发的线路保护灵敏度变化的问题，特高压部会同国调中心

，组织国网经研院、中国电科院、华北分部等开展专题研究，最终确定在张北~雄安工程中线路保护应使用带可控高抗的型号版本。5）当采用架空-GIL混合线路、UPFC的输电线路时，由于工程应用较少，设计阶段应开展专题研究

，明确现有保护的适应性，以及适应线路复杂运行场景的线路保护配置方案。三、

设计技术要点分析|常规设计要点12

保护配置设计要点6）根据《高压直流系统保护装置技术规范》(Q/GDW

11355-2020)条文5.1.2，直流保护装置按三重化冗余配置，三重化的直流保护装置应采用三取二逻辑出口。三取二逻辑应同时配置在三取二装置和控制装置中，三取二装置采用双重化配置。7）根据《高压直流系统保护装置技术规范》(Q/GDW

11355-2020)条文5.1.3，交流滤波器保护装置按双重化冗余配置，双重化的交流滤波器保护装置应采用“启动+动作”逻辑出口。8)根据《高压直流系统保护装置技术规范》(Q/GDW

11355-2020)条文4.3，对于新建工程，交流滤波器保护应选用大组母线保护与小组保护分别独立组屏的方案；对于技改工程，因场地等原因限制，交流滤波器保护可选用大组母线保护与小组保护集中配置的方案。三、

设计技术要点分析|常规设计要点

CT二次回路设计要点1）根据国家电网设备〔2018〕979号

十八项反措条文15.1.13.1规定，为消除保护布置死区，新建工程中，3/2接线、角型接线、桥型接线的断路器保护，CT需要双侧布置，防止保护死区。实际工程执行中，新建工程严格执行条文规定；改扩建工程

，前期是柱式断路器的，经设计单位计算并与运行部门沟通，

如死区不会导致安稳问题，可沿用前期单侧布置方案；如果有安稳问题，建议在相关串上采用罐式断路器，其余串应通过相关技改工程尽快完成。CT单侧布置方案CT双侧布置方案三、

设计技术要点分析|常规设计要点13

CT二次回路设计要点3）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T

14285-2023）条文8.6.1.3d)，不宜使变压器差动保护平衡系数大于10。据调研，目前很多工程均不满足这一要求。以500kV变电站通用设计为例，主变高压侧CT变比一般为2000-4000-5000/1A，低压35kV主进变比为2000

-

4000/1A，取高压侧变比4000/1A、低压侧变比4000/1，按照DL/T684规范进行计算，平衡系数

大约为14.29。目前厂家回复平衡系数在16以内均可，但却不满足国标要求。DL/T

684不平衡系数计算公式取高压侧为基准，按照DL/T684计算。考虑到主变高压侧、低压侧变比相同，则

高压侧与低压侧平衡系数比为高低压侧额

定电压比值：500÷35=14.29三、

设计技术要点分析|常规设计要点15

CT二次回路设计要点5）根据《1000kV

继电保护及辅助装置标准化设计规范》（QGDW11661-2017）条文6.1.3、6.3.1相关内容要求，标准化的1000kV主变调压补偿变保护应接入TA5、TA6、TA7、TA8二次电流。前期较早投运的特高压主变一次侧未配置TA8（图中红色显示），不满足要求。经调研，目前主要

有2种解决方案：一是全补偿原理，TA4代替TA8，此方案会造成保护范围扩大；二是半补偿原理，

一次设备增加TA8，方案1是加装套管TA，需改造调补变一次设备，方案2是加装外置TA，安装于

110kV汇流母线处。加装外置TA17三、

设计技术要点分析|常规设计要点全

补

偿

原

理半补偿原理

保护回路设计要点1）根据调技〔2024〕47号《国家电网有限公司交流线路保护、直流控制保护和安全自动装置

通信通道配置及运行保障指导意见》要求，通信路由方面，当通信条件具备时，设计原则如下：330kV及以上电压等级线路保护应满足“双接口、三路由”要求；220kV宜满足“双接口，三路由”要求。2）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T

14285-2023）条文8.9.2.3

，当保护采用2M数字接口复用通道时，宜选择光信号复用通道方式

，取消光电转换等中间环节。电2M复用通道示意光2M复用通道示意三、

设计技术要点分析|常规设计要点18

保护回路设计要点3）对于采用3/2接线形式的厂站，线路间隔的边、中开关断路器保护三相电压取线路的三相电压

；若中开关所连两个间隔设备均为线路，则需要结合线路重合闸方式，中开关断路器保护三相电压取重合闸“检线路有压”方式间隔线路的三相电压，若两个间隔线路重合闸均不检线路有压，则三相电压取其中一条线路的三相电压即可。4）根据《继电保护及二次回路安装及验收规范》（GB/T

50976-2014）条文5.3.3

5），

接入母线保护及主变差动保护的二次绕组不得再接入其他负载。

福建、江苏某些桥接线常规变电站主变保护绕组串接短引线保护、录波、备自投等装置，给现场检修维护作业带来很大风险，现场安全措施不当容易造成设备拒误动。但需要指出的是，随着330kV以上电压等级3/2接线母线配置专用故录后，母线故录一般接至母线保护绕组，因此对于母线保护二次绕组是否可接入其他负载，需相关技术管理部门明确相关技术规定。三、

设计技术要点分析|常规设计要点19

保护回路设计要点5）220kV及以上电压等级断路器应提供2组独立的弹簧未储能触点用于双套继电保护闭锁重合闸开入。

辽宁公司指出部分设计单位对原文中“弹簧未储能触点用于双套继电保护闭锁重合闸开入”理解不深入，应将弹簧未储能触点接入线路保护“压力低闭锁重合闸

”而非接入线路保护“闭锁重合闸

”开入，否则会导致重合闸不能正确动作。。正确做法：

弹簧未储能触点接入线路保护压力低闭锁重合闸开入

20三、

设计技术要点分析|常规设计要点

保护回路设计要点6）引入两组及以上电流互感器构成合电流的保护装置，各组电流互感器应分别引入保护装置，不应通过装置外部回路形成合电流。

重庆某500千伏线路进行增容，需增大电流互感器变比，设计过程中未充分考虑电流互感器更换的工作流程，因中断路器电流互感器变比和更换后的边断路器电流互感器变比不一致，无法满足线路保护的要求。建议当工程改造工程中，出现边中断路器电流互感器变比不一致时，应对需改造的断路器电流互感器配置多个抽头，确保与在运的其它断路器电流互感器变比可靠配合。7）按照变电站通用设计要求，66~220kV及以下电压等级变电站，保护经合并单元采样，智能终端跳闸；330-750kV及以上电压等级变电站新建工程时，全站取消合并单元

，配置智能终端。当变电站为新一代高可靠二次系统设计时，二次回路应采用采集执行单元方式；按照《国调中心关于印发十八项电网重大反事故措施继电保护实施要点的通知》15.7.1.3条实施要求：智能变电站改扩建工程时应采用最新技术条件的常规互感器+合并单元方式。三、

设计技术要点分析|常规设计要点21

电源回路设计要点1）根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能发安全〔2023〕22号）条文18.1.20，继电保护及相关设备的端子排，应按照功能进行分区、分段布置，正、负电源之间、跳（合）闸引出线之间以及跳（合）闸引出线与正电源之间、交流电流与交流电压回路之间等应至少采用一个空端子隔开或增加绝缘隔片。根据《继电保护和安全自动装置验收规范》（Q/GDW

11486-2022）条文7.3.3.3

g)，正、负电源之间以及跳、合闸引出端子与正、负电源端子应至少隔开一个空端子。部分设计单位对规程规范了解不深，特别是设计集中式低频低压减载跳闸回路端子排时（跳闸回路较多）

,跳闸引出线之间未隔开空端子或增加绝缘隔片，给后期设备运维带来隐患。三、

设计技术要点分析|常规设计要点22

电源回路设计要点2）根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能发安全〔2023〕22号)条文18.6.10，两套完整、独立的电气量保护和一套非电量保护应使用各自独立的电源回路

；外部开入直接跳闸、不经闭锁直接跳闸的重要回路，应在启动开入端采用动作电压在额定直流电源电压的55%~70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。华中某电厂500kV断路器失灵联跳开入未经大功率继电器直接接入#3、#4发变组保护；河北某500kV变电站设计将屏内非电量保护与电量保护的直流电源共用

；某500kV变电站油浸式66kV电抗器非电量跳闸由电抗器电量保护装置实现，不满足非电量保护独立布置，且未经过大功率继电器

；上海部分场站存在中间继电器功率只有1W的情形

；湖北某站500kV主变保护通过TJR继电器（启动失灵、不启动重合闸的跳闸继电器）启动母线分段开关三跳，且装置无TJF继电器（不启动失灵、不启动重合闸的跳闸继电器）。三、

设计技术要点分析|常规设计要点23

电源回路设计要点3）根据《电力系统动态记录装置技术规范》(Q/GDW10976-2017)条文8.2.2.7，110（66）kV电压等级变电站，直流母线对地电压模拟量和动态记录装置工作电源共用一组直流电源，两者在故障录波屏通过直流断路器分开供电；

接地应从直流电源柜引取。

湖北某110kV变电站综自改造工程中，保护人员发现故障录波屏直流母线电压二次回路未设计接地点，设计遗漏降低故障录波调试效率，耽误工期1小时。正确做法：直流电源柜（联络屏）应分别取正电源1对地电压、负电源1对地电压、正电源2对地电压和负电源2对地电压至录波装置，如右图所示。三、

设计技术要点分析|常规设计要点24

电源回路设计要点4）

根据国家电网设备〔2018〕979号十八项反措条文15.2.2.2，两套保护装置直流电源应取自不同蓄电池组连接的直流母线段。每套保护装置与其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、操作箱、跳闸线圈、通信电源等）的直流电源均应取自与同一蓄电池组相连的直流母线，避免因一组站用直流电源异常对两套保护功能同时产生影响而导致的保护拒动。

蒙东某220kV变电站AB套线路保护与合并单元交叉混用，直流一段电源故障时导致双套保护均无法正常工作。三、

设计技术要点分析|常规设计要点错误示例

：双套保护取自同一直流母线段25

新能源场站设计要点1）

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2023）5.3.13.1条，对中性点经低电阻接地系统的专用接地变压器，还应配置零序过电流保护，零序输入电流应取自接地变压器中性点零序CT。甘肃公司指出部分新能源场站零序CT接线存在错误，应为：对于经接地变和小电阻接地的接地方式，接地变零序过流保护应选择接地变接地电阻后的中性点零序CT，而不应该选择接地变高压侧的套管零序CT（右图中的CT1/CT2)或高压侧开关自产零序,否则接地变的引线以及接地变发生接地故障时，零序保护将不会动作，长时间接地电流将导致接地变和小电阻烧毁，如右图所示。三、

设计技术要点分析|常规设计要点26

新能源场站设计要点2）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB／T

14285—2023）C.1的要求，为便于继电保护和安全自动装置的配置与运行，新能源场站送出线路宜避免采用T接方式

；确需采用T接时宜采用单T接方式，此时可根据需要配置三端线路纵联保护等。3）330kV/500kV新能源汇集站采用单（双）母线（分段）接线时，为平衡母线保护TPY绕组和失灵保护P级绕组，建议同3/2接线单独配置断路器保护；也可采用TPY级母线保护（含失灵保护功能），

但失灵保护需具备消除CT拖尾的的差分算法功能。4）根据《并网风电场继电保护配置及整定技术规范》（DL／T

1631-2016

）第

6.3.1

条，母线保护是汇集母线相间故障的主保护，也是低电阻接地系统汇集母线接地故障的主保护，其差动电流元件应保证最小方式下母线故障灵敏度系数不小于1.5；《光伏发电站继电保护技术规范》（GB/

T32900-2016）第

6.3.1

条

：母线保护是汇集母线相间故障的主保护，也是低电阻接地系统汇集母线接地故障的主保护，其差动电流元件应保证最小方式下母线故障灵敏度系数不小于2。

27三、

设计技术要点分析|常规设计要点

安全自动装置设计要点1）根据《电网安全自动装置标准化设计规范》（Q/GDW

11356-2022）条文5.1.2，稳控系统宜按分层分区原则配置，系统设计宜简洁、目标明确，易于实施，确保简单实用，安全可靠。

根据《电力系统安全自动装置设计规范》（GB/T

50703-2011）条文5.1.3、5.1.4，各种稳定控制措施及各控制系统之间应协调配合，安全自动装置的动作应有选择性；应充分利用原有安全自动装置。不同设计单位对上述条文理解不一致，独立性与协调性难以统筹。

华东分部、

天津公司、

山西公司、重庆公司、青海公司根据现有工程稳控配置现状，指出现有稳控系统独立性不强，不同区域稳控系统共用站点和装置较多，造成稳控系统耦合度过高，影响了稳控系统的运行可靠性，应根据实际运行条件，不同稳控系统宜独立配置稳定控制主站和稳定控制子站装置。三、

设计技术要点分析|常规设计要点

子站层

执行站层主站层2829

安全自动装置设计要点2）《国家电网有限公司防止安全稳定控制系统事故措施》（国家电网调〔2022〕496号）条文3.5：安装在220kV及以上电压等级厂站内的稳控装置应按双重化原则配置。部分220kV厂站稳控装置既需接入220kV回路，也需接入110kV回路，其中110kV相关的电流电压和跳闸回路因一次设备原因，无法实现双重化原则独立配置。

此种情况仍按双套配置进行设计，待一次设备改造完善。3)根据《电力系统安全自动装置设计规范》（GB／T

50703—2011）条文3.2.1、3.2.2，稳定计算应选择

对安全稳定最不利方式进行安全稳定校核

，应考虑可能出现的各类运行方式。设计单位对该条文落实不到位，曾出现工程设计完成后，调度部门计算发现部分工况下线路故障导致系统失稳、但未配置相关稳控措施，稳控系统配置不满足系统运行需求，影响了电网送出能力。三、

设计技术要点分析|常规设计要点

安全自动装置设计要点4）根据《国家电网有限公司防止安全稳定控制系统事故措施》（国家电网调〔2022〕496号）条文3.9

，稳控装置的出口宜直接接入断路器操作箱、智能终端；发电厂稳控装置动作后需启动停机流程的，可另增出口接点启动停机流程。稳控装置动作后不应启动失灵保护与重合闸。

华中某500kV抽蓄电站、山西某500kV电厂，设计图纸中将稳控装置接入断路器操作箱的TJQ继电器（启动失灵、启动重合闸的跳闸继电器）

，黑龙江公司指出部分设计单位不掌握上述规定，将安自装置的跳闸出口接于操作箱的TJR继电器（启动失灵、不启动重合闸的跳闸继电器）

，以上设计问题均存在启动失灵保护风险。正确做法：稳控装置的出口接点直接接入断路器操作箱的TJF继电器（不启动失灵、不启动重合闸的跳闸继电器），

以实现稳控装置动作后不应启动失灵保护与重合闸的目的。三、

设计技术要点分析|常规设计要点30

安全自动装置设计要点5）《电网安全自动装置标准化设计规范》（Q/GDW

11356-2022）条文6.2.3

c)，断路器位置宜采用本体分相常闭辅助接点。

当前部分站点稳控装置的开关TWJ接点取自操作箱跳位监视继电器接点，在开关单重失败三跳之后的打压过程中TWJ无法正常开入到稳控装置，可能导致稳控装置拒动，应坚持采用本体接点。6）《电网安全自动装置标准化设计规范》（Q/GDW

11356-2022）条文6.6.2.2c）

，在机组集控室电子设备间配置稳定控制切机执行站从机屏，完成采集发变组信息及跳闸出口等功能。部分水电站地上厂房和地下厂房相距过远（超过1000m的电缆），电流电压采集需采集网侧开关CT（位于地上厂房），跳闸出口作用于发变组机端（地下厂房），回路若必须布置于同一从机，将导致电流电缆过长或跳闸回路电缆过长，无法兼顾。

此种情况下，可将发变组的电气量采集和跳闸出口回路分散布置于不同从机，在网控室主机屏配置采样从机，在机组集控室配置跳闸出口从机。（应按策略要求完善三、

设计技术要点分析|常规设计要点从机配置，不应跨保护小室接线，否则安全隐患较大）31

其他设计要点分析1）按照《国调中心、国网设备部关于印发变压器后备保护技术讨论会议纪要的通知》内容要求，为解决变压器低压侧后备保护拒动、高后备灵敏度不足的问题，设计应重点关注如下问题：

变压器中性点零序电流互感器应安装于中性点接地刀闸与大地之间，变压器中性点间隙电流互感器应安装于放电间隙与大地之间，且零序、间隙电流互感器二次绕组应不少于2组（

不含主变中性点经隔直装置接地方式）如下图所示三、

设计技术要点分析|常规设计要点32

其他设计要点分析

220kV高阻抗变压器低压侧绕组应配置套管CT

，经本体合并单元接入变压器保护装置。

66～220kV变电站主变10kV、35kV侧宜采用“开关柜+隔离柜”双柜配置，开关柜和隔离柜分别配置一组CT和一套合智装置。开关柜CT(主变侧)接入母差保护(若配置)，隔离柜CT(母线侧)接入主变保护。220kV主变低压侧“开关柜+隔离柜”及CT绕组布置如下图所示。1、隔离柜的CT通过隔离柜、开关柜的合智装置接入2套主变保护。2、开关柜宜预留接入母差保护的CT位置。三、

设计技术要点分析|常规设计要点33

其他设计要点分析2）根据“国调中心关于开展常规站部分断路器保护配置双重化改造工作的通知”要求，

在单断路器带元件方式下

，为避免保护装置异常将导致所接线路、主变等元件停运，需双重化或双套配置。

江苏某500kV变电站早期规划设计时，对于站内第三台主变会考虑直接接在母线上。某日，单套配置的断路器保护装置因CPU板卡异常退出，按“一次设备不允许无保护运行”原则，导致线路及主变陪停。正确做法：500kV常规变电站采用线变组接线或断路器直接接入母线方式时，断路器保护应按双重化或双套配置。500kV单断路器接入母线示例三、

设计技术要点分析|常规设计要点34

其他设计要点分析3）根据国家电网设备〔2018〕979号

十八项反措条文15.2.2.3，断路器操动机构压力闭锁继电器应双重化配置

，防止其中一组操作电源失去时，另一套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。

江苏公司指出，之前部分设计人员理解有误，认为SF6气体等绝缘压力闭锁应双重化配置，而断路器操动机构只提供1副触点经重动继电器为两个跳闸回路提供两副压力触点，此方式存在因重动继电器失电造成断路器保护拒动的风险。

建议断路器操动机构也应双重化配置。4）在启失灵回路设计时，不同版本的主变保护与母差保护失灵联跳要协调配合，不应扩大设备停电范围。

福建某220kV变电站，母线保护（非新六统一版本）动作，主变保护（新六统一版本）高压侧失灵联跳，由于存在失灵联跳时延配合不当，造成跳闸范围扩大。为解决上述问题，一是建议老版本保护可同步改造；二是新老版本过渡期间，可在主变电量保护屏内增加失灵联跳动作延时继电器，实现失三、

设计技术要点分析|常规设计要点灵联调协调配合。35

其他设计要点分析5）根据《电气装置安装工程

盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB

50171-2012）条文7.0.10电流互感器二次回路中性点应分别一点接地

，接地线截面积不应小于4mm2

，且不得与其他回路接地线压在同一接线鼻子内。

安徽某变电站站内母差保护在差动保护屏柜一点接地，各支路中性点串接后接至接地铜排。该一点接地方式，存在串接点（总接地点）脱开后接地部分（全部）消失以及某支路停电试验影响其他运行支路的隐患。正确做法

：母差保护的各支路电流应分别在各间隔端子箱（智能控制柜）内就地一点接地。三、

设计技术要点分析|常规设计要点36

其他设计要点分析6）对于500kV三相一体变压器，无低压总开关，变压器低压侧套管CT应接入保护装置对应的开关CT支路，不应接入新六统一变压器保护装置的低压侧套管CT支路。

原因是对于三相一体变压器无总开关方式下，

变压器低压侧套管CT反应低压侧的线电流，而新六统一变压器保护装置的低压侧套管默认为CT相电流。在华东某500kV新建变电站工程投运前的图纸审查阶段，审查发现设计单位将变压器低压侧套管CT设计为接入变压器保护装置的低压侧套管CT支路，此错误将导致保护装置计算电流与实际不符。正确做法：500kV三相一体变压器低压侧（无总开关）套管CT应接至变压器保护装置的低压侧开关CT支路，不应接入保护装置套管CT支路。设计单位在设计时，

应充分结合主变本体结构特点，以及是否存在低压侧套管等实际情况

，采用正确合理接线方式，确保保护装置可靠正确动作。三、

设计技术要点分析|常规设计要点37

其他设计要点分析8）根据国调中心关于印发《推进继电保护智能运检技术应用工作方案》（调继〔2024〕29号）的通知要求，推动二次图纸由图形图纸向数字图纸转变

，建立贯通“制造-设计-建设-运检-改造”数字图纸全生命周期维护机制，基于图模一体设计软件支撑工程图纸数字化交付，形成计算机可解析、可利用的工程资料，支撑继电保护智能运检技术应用。同时根据《国网基建部关于深化三维设计应用推动电网建设数字化转型的通知》（基建技术〔2025〕5号）要求在全面应用三维设计基础上，拓展逻辑模型设计，实现电气主接线图及二次施工图的数字图纸移交。

设计单位应尽快具备数字图纸设计能力

，在设计阶段开展数字化设计实现图纸模型化移交，为数字图纸管控、二次系统在线监测、硬压板状态监测等应用提供源端模型支撑。三、

设计技术要点分析|常规设计要点39

其他设计要点分析9）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T

14285-2023)条文5.4.5.2

，对于一个半断路器接线（3/2接线）、4/3接线、角性接线、桥型接线等双断路器接线方式，以及发电厂扩大单元主变接线方式，若双断路器所连接的电力设备进出线装设独立的电流互感器，且该电力设备的保护使用进出线电流互感器时，应配置T区保护以反映双断路器、进出线电流互感器之间区域（T区）内发生的故障。

青海公司提出目前T区保护无统一过检设备，现场一般通过短引线保护替代T区保护装置。三、

设计技术要点分析|常规设计要点40

其他设计要点分析10）根据《国家电网公司关于印发防止直流换流站事故措施及释义（修订版）的通知》(国家电网设备〔2021〕227号)的要求，直流开关和隔离开关提供给每套控制保护系统的辅助接点应独立配置。对于新建工程或双重化配置的直流保护，同时采用分、合闸两个辅助接点位置作为状态判据

，避免单一接点松动或外部电源故障导致保护误动或拒动。不能确定实际状态时，应保持逻辑或定值不变。11）根据《国家电网公司关于印发防止直流换流站事故措施及释义（修订版）的通知》(国家电网设备〔2021〕227号)的要求

，直流保护系统检测到测量异常时应可靠退出相关保护功能

，测量恢复正常后再投入相关保护功能，防止保护不正确动作。三、

设计技术要点分析|常规设计要点41

其他设计要点分析12）根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T

14285-2023)条文5.3.13.3当专用接地变压器接于主变压器低压侧母线时,电流速断保护、过电流保护、零序过电流保护(如果有)动作于跳开母联断路器或分段断路器、接地变压器断路器及主变压器低压侧断路器。

对接于新能源场站汇集母线的专用接地变压器，电流速断保护、过电流保护、零序过电流保护还应动作于跳开所接母线上的所有断路器以及与所接母线并列运行的其他母线上的所有断路器。青海公司提出目前330kV新能源汇集站出线回路较多，接地变保护跳闸出口接点较少，难以满足规范的要求。参考《并网风电场继电保护配置及整定》(DL/T1631-2016)5.3.8条，汇集母线保护应具有其他保护动作联跳功能

，现场一般通过母线保护的联跳功能实现接地变保护动作跳所接母线上所有断路器的回路。建议新能源厂站通过母线保护实现相关功能。三、

设计技术要点分析|常规设计要点42一、变电站建设模式二、设计依据性标准规范三、设计技术要点分析（一）常规设计要点（二）差异化设计协调要点四、工作建议目

录43

1.

关于

110（66）kV变压器保护配置原则1

．条款原文《10kV~110（

66

）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW

10767-2015

）第6.1.1条：

110(66)kV变压器保护应采用主、后备保护集成在同一装置内的双套配置方案

；《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T

14285-2023）第5.1.3.4条

：按单套配置时，如本电力设备主保护、近后备保护功能分别由不同装置实现，宜保证两台装置工作电源、互感器二次回路独立性，同时5.3.1.2条

：110（66）kV电压等级的变压器，电气量保护采用主后一体化继电保护装置时，应按双套配置。2

．主要差异对于110（66）kV变压器保护配置原则规定有所差异，企标规定应双套配置，国标按照情况分别进行了相关规定。3

．设计建议从工程实际出发，建议110（66

）kV主变保护和换流站110kV站用变保护配置双套主后一体装置

；特高压变电站的110kV站用变，

考虑到大小变比等因素，宜采用主后独立单套配置。44三、

设计技术要点分析|差异化设计协调要点

2.

关于

1000kV高抗保护电流互感器选型要求1

．条款原文《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T866—2015）第

7.1.8条

：高压电抗器保护用电流互感器宜选用P级互感器；《电力系统继电保护设计技术规范》(DL/T

5506-2015)第18.1.3条

：电抗器保护宜采用P类电流互感器二次绕组；《1000kV变电站通用设计》规定电抗器保护均采用P类电流互感器绕组；《1000kV继电保护配置及整定导则》（Q/GDW

11397—2015）第

4.1.4条

：1000kV特高压线路、主变、母线、高抗的主保护应采用

TPY类电流互感器，电流互感器的布置应满足保护无死区。2

．主要差异1000kV高抗保护用的电流互感器，仅11397要求采用

TPY类外，其余标准均要求选用

P类电流互感器。3

．设计建议由于1000kV高压电抗器不存在短路暂态工程循环的工况，按照《国网特高压部关于印发南昌～长沙特高

压交流工程高抗CT配置方案讨论会会议纪要的通知》

，明确高抗保护采用P级电流互感器。三、

设计技术要点分析|差异化设计协调要点4546

3.

关于330kV母线保护电流互感器准确级问题1

．条款原文《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T

866-2015）第

7.1.6

条

：110（66）kV~330kV系统母线保护宜采用P级互感器，500kV～1000kV系统母线保护宜采用TPY级互感器；《220kV-750kV

电网继电保护和安全自动装置配置技术规范》（GB/T

34122-2017）第

9.3.4-a

）条：330kV及以上线路、变压器、母线保护采用TPY类电流互感器二次绕组。2

．主要差异330kV母差保护电流互感器二次绕组用

TPY

准确级还是

P

级要求不一致。3

．设计建议两标准规定均不全面，330kV电气主接线有3/2接线和双母线两种型式，针对不同主接线型式，分别对应失灵保护不同的集成方式。对3/2接线的330kV母线保护用电流互感器二次绕组宜采用TPY级，三、

设计技术要点分析|差异化设计协调要点330kV母线保护用电流互感器二次绕组宜采用双母线接线的P级。47

4.

关于电流互感器断线闭锁母差保护的设计要求1

．条款原文《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW

1175—2013）第7.2.1

d）条

：具有CT断线告警功能，除母联（分段）CT断线不闭锁差动保护外，其余支路CT断线

后固定闭锁差动保护；《母线保护装置通用技术条件》（Q/GDW

670-2010）

5.1.1.8条

：装置应具有TA断线判别功能，发生TA断线后应发告警信号，对于双母线等单断路器主接线应闭锁母差保护，对于3/2接线等双断路器主接线可以不闭锁母差保护。2

．主要差异对于3/2接线方式，关于

CT断线后是否固定闭锁母差保护要求有所差异。3

．设计建议考虑CT断线后闭锁差动保护可以有效防止母差保护的误动，同时对于3/2接线的母差保护通常采用

双重化配置，单套母差保护闭锁不影响另一套母差保护的正确动作。为此，建议按照Q/GDW1175三、

设计技术要点分析|差异化设计协调要点执行。

5.

关于微机保护二次回路屏蔽电缆要求1

．条款原文《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T

14285-2023）第

8.5.2.1.3条

：保护和控制设备的直流电源、交流电流、电压及信号引入回路应采用屏蔽电缆。《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》（国家电网设备〔2018〕979号）第

15.6.2.5条

：微机型继电保护装置之间、保护装置至开关场就地端子箱之间以及保护屏至监控设备之间所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，电缆的屏蔽层两端接地，严禁使用电缆内的备用芯线替代屏蔽层接地。2

．主要差异两个标准对微机保护二次回路屏蔽电缆范围要求有差异。3

．设计建议两者非实质性差异。十八项反措为企业的规范，技术标准要求高，建议按照《国家电网有限公司十八三、

设计技术要点分析|差异化设计协调要点项电网重大反事故措施（修订版）》（国家电网设备〔2018〕979号）执行。48第9.1条、“十八项反措”第15.1.19条执行。

50

7.

关于智能故障录波设计要求1

．条款原文《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T

14285-2023）第

9.1

条

：a）出线电压等级在110（66）kV及以上的发电厂和新能源场站、110（66）kV及以上电压等级的变电站、高压直流换流站应配置故障录波装置、故障信息管理设备（子站